四川盆地深层下寒武统筇竹寺组是中国页岩气勘探的重要接替领域，其储集条件和主控因素尚未被勘探界充分认识清楚。依据岩心、分析测试和测井等基础资料，通过对WY1、Z201、GS17等重点井解剖和区域地质分析，探索揭示筇竹寺组页岩储集特征与主控因素。深层筇竹寺组储集空间类型与龙马溪组基本相似，主要包括残余粒间孔隙、不稳定矿物内溶蚀孔、黏土矿物晶间孔、有机质孔隙和微裂缝等孔缝类型。与志留系龙马溪组相比，筇竹寺组的储集空间构成存在显著差异：筇一段中部和下部与龙马溪组基本相似，以黏土矿物晶间孔和有机质孔隙为主，两者孔隙体积占比合计超过60%，基质渗透率与龙马溪组相当；筇二段则显示出特殊性，总体以脆性矿物内/间孔隙、有机质孔隙为主，两者孔隙体积占比合计超过86%，具有致密气和页岩气共同特征，基质渗透率高于龙马溪组1个数量级以上。筇竹寺组具有“双模式”储层特征：筇一段接近典型页岩气储层，而筇二段更趋向于致密气层。深层筇竹寺组高孔高压段/带形成总体受深水陆棚相厚层泥页岩中的欠压实作用与生烃作用共同影响，其中欠压实产生和保存大量脆性矿物内/间孔隙，生烃作用则产生大量有机质孔、长石溶蚀孔并形成超压。综合分析认为，深层筇竹寺组物性变化大，受加里东—海西期古隆起背景、晚二叠世热事件强度、欠压实三重因素控制，其中加里东—海西期古构造背景是导致该层系物性差异的首要因素。资阳地区在加里东—海西期长期处于古隆起高点，且在中晚二叠世受峨眉山地幔柱影响较弱，筇竹寺组埋藏史与川南龙马溪组相近，有利于欠压实高孔、高压储层发育和保持；威远背斜及以西探区筇竹寺组在加里东—海西期除经历500~1 500 m埋深影响以外，还会受到中晚二叠世极热事件影响，欠压实带仅局部发育或不发育，岩石致密化程度相对较高；在其他探区，筇竹寺组在加里东-海西期大都处于1 500 m以深深埋状态，欠压实带不发育，导致物性总体较差。
围绕鄂尔多斯盆地侏罗系延安组多层系油气成藏富集的主控因素，以盆地西部洪德—演武地区为主要研究对象，利用野外露头、钻测井及三维地震资料，重点解译了该区中生界断裂（缝）发育特点及空间展布规律；结合油气包裹体测温、埋藏史及颗粒荧光定量测试等，综合分析了侏罗系延安组多层系油气富集主控因素，并探讨其成藏演化过程。研究结果表明，研究区中生界断裂（缝）以北东东向为主，北西向为辅，断裂主体具走滑性质，其中北东东向断裂（缝）主体形成定位于燕山晚期，是侏罗系延安组油气运移的主要通道。侏罗系主要经历了“运聚同期、幕式成藏”的过程，发育双高型充注成藏、古高今低型调整成藏及古低今高型充注成藏3类典型油气藏演化模式，提出了双高型及古低今高型是侏罗系油藏精准勘探的重要潜力目标。
古老过成熟页岩储层发育机理与资源潜力评价是页岩气研究的重要科学问题。以鄂西地区秭地2井陡山沱组为研究对象，通过总有机碳分析、激光拉曼光谱、氦孔隙度、X射线衍射、场发射扫描电镜及低压气体吸附等技术，系统表征了页岩的地球化学、矿物学及孔隙特征，并与区域对比井进行差异分析。结果表明：①秭地2井陡山沱组以钙质页岩和混合质页岩为主，TOC含量为0.10%~1.58%（平均为0.74%），等效镜质体反射率为3.09%~3.39%（平均为3.24%），处于过成熟阶段；②页岩总孔隙度为1.88%~6.62%（平均为3.64%），发育有机—无机复合孔隙系统。黏土矿物含量与微孔、介孔及总孔体积均呈显著正相关；碳酸盐矿物次生胶结对孔隙起破坏作用，其抑制作用超过溶蚀增孔效应；有机质虽普遍发育微孔和介孔，但因丰度较低，其含量与孔隙体积相关性较弱；③与有机质丰度较高的鄂阳页1井（平均TOC = 2.23%）对比表明，TOC及各矿物含量与孔隙体积均存在显著相关性，揭示陡山沱组页岩储层受有机质丰度与矿物成岩作用的双重控制。上述认识为理解鄂西地区古老页岩储层差异发育机理提供了依据，对过成熟页岩气勘探评价具有参考意义。
目前鄂尔多斯盆地东北部斜坡区深部煤层气勘探开发已取得重大突破，Y1等多口井已获高产工业气流，展现出巨大的资源潜力。然而，深部煤层气赋存方式和传输机制仍不清晰，制约了储量评估的准确性和产出规律的科学认识。以Y1井山西组—太原组高产气煤层为研究对象，综合运用扫描电镜观察、CO2、N2吸附以及高压压汞实验系统表征了深部煤层的孔隙结构特征；基于甲烷等温吸附实验与分子数值模拟技术，建立了分层次扣除吸附气体积后的游离气量计算模型，揭示了不同孔隙结构下甲烷气的赋存方式；最后采用克努森数（K n）划分出了深部煤中游离气的4种传输机制及其对应的孔径范围。研究结果表明：①深部煤以发育微孔为主（孔径d＜2.0 nm），其中太原组8#煤微孔最为发育，平均微孔孔容占比可达61.2%；②甲烷在深部煤层中主要表现为微孔充填吸附，且主要发生于d≤1.5 nm的微孔中，d在1.5~50 nm之间的孔隙中以单层吸附和游离态共存，而d>50 nm的孔隙中则以游离气为主，其中太原组8#煤兼具高吸附气量和高游离气量的“双富”特征；③深部煤层气传输机制以达西流为主，均值为52.4%，较高的达西流比例有利于深部煤层气的高效开采，而兼具“双富”特征的8#煤层是勘探开发的首选目标。该研究为类似地区深部煤层气的资源评价与开发提供了理论依据和技术支撑。
鄂尔多斯盆地宜川地区上石炭统本溪组8#煤层埋深为1 800~2 500 m，是深层煤层气勘探的重要目标。综合利用地质勘探成果、钻井生产资料，开展等温吸附、含气量测试等实验分析，并结合扫描电镜、全直径CT扫描等微观表征手段，系统研究煤层赋存、煤岩煤质、孔裂隙结构和含气性特征及其富集主控因素，并与邻区大宁—吉县区块开展成藏模式对比研究。结果表明：8#煤层以光亮型和半亮型原生结构煤为主，镜质组平均含量接近80%，平均R O值为2.92%，处于过成熟阶段，属于无烟煤煤阶，具有低—中低灰分、特低挥发分、特低水分、高固定碳的特征；孔裂隙系统微孔体积占比高达83.65%，构成吸附气核心储集空间，搭配发育的宏孔与密集割理，形成“吸附—游离双态共存”的储气模式；含气性分析显示，煤层总含气量平均为30.33 m³/t，游离气占比最高为34.12%，含气饱和度为102.5%~151.8%，呈现“高含气、富含游离气、过饱和”的含气特征。该地区深层煤层气富集成藏受三重因素控制：①灰岩—泥岩双层顶底板构成完整封盖体系，有效阻隔气体垂向逸散；②高矿化度CaCl₂型地层水形成的弱水动力滞留环境抑制气体侧向迁移；③西倾单斜构造（坡度<2°）背景下埋深增加导致的储层压力强化气体吸附与保存，共同促成研究区“广覆式生烃—箱式保存—微构造调整—自生自储”的完整成藏模式。研究成果深化了鄂尔多斯盆地深层煤层气成藏理论，为宜川地区勘探开发提供了科学依据。
为揭示鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组长7段深水重力流沉积特征及分布规律，通过岩心观察、测井、录井、粒度分析等资料，对旬宜地区长7段重力流沉积类型、控制因素进行系统分析，建立了深水重力流沉积模式。研究显示：①旬宜地区延长组长7段发育砂质碎屑流、浊流、滑塌体及泥页岩4种重力流沉积微相，陡峭的湖盆底形、充足的双向物源供给以及印支运动引发的高频次地震与火山活动，分别是该区重力流发育的地形基础、物质来源与关键触发机制。②沿物源的搬运方向，具有“三角洲前缘砂—滑塌体—砂质碎屑流—浊流”的深水沉积变化特征。③长7段发育的砂质碎屑流砂体因其优越的储层物性与高油气显示级别，成为区内最有利的沉积微相；其与优质泥页岩频繁互层、叠置连片，构成了良好的源储共生体系，显示出该区重力流砂体具备较大的油气勘探潜力。研究成果为鄂尔多斯盆地旬宜地区三叠系延长组增储上产提供了有利支撑。
鄂尔多斯盆地靖边气田作为我国重要的天然气产区，经过20余年的勘探开发，截至2024年天然气累计产量达到千亿方。但该气田马五1+2亚段储量动用程度高，且剩余地质储量分布零散差、侵蚀沟槽发育复杂、主力产气层马五1 3小层钻遇率低。由于前石炭纪岩溶古地貌对靖边气田下古生界气藏的储层发育与分布起着决定性作用，精准恢复该时期的岩溶古地貌和精细刻画古沟槽，成为解决上述问题的关键。在梳理该气田已有古地貌恢复方法原理、技术特点、应用效果及局限性的基础上，创新了定量化古地貌恢复与沟槽判识方法，具体技术创新包括：①考虑古构造及风化剥蚀对古地貌形态的影响，在任意水平面古地貌恢复的基础上，创新沉积厚度补偿定量化古地貌恢复方法，实现了古地貌、古构造同向恢复，有效区分了沟槽、潜坑与洼地地貌单元。②建立了该气田岩溶古地貌发育模式，提出了“岩溶斜坡带水动力强，沟槽发育为主，岩溶台地、盆地水动力弱，潜坑发育为主”的地质认识，明确了沟槽和潜坑宏观分布规律，为沟槽和潜坑的判识指明方向。③依据岩溶古地貌与本溪组本2段沉积接触关系，根据沟谷控砂理论，提出基于本溪组本2段砂泥组合的沟槽与潜坑4类判识模式，实现沟槽和潜坑的精准判识，结合沉积补偿厚度古地貌恢复及岩溶发育模式，实现了前石炭纪岩溶古地貌三级地貌单元的全面精细识别。通过上述技术应用，释放了潜坑误判为沟槽、洼地误判为沟槽的井间剩余储量，新增加了含气面积775 km2，近2年完钻的开发井马五1+2储层主力层马五1 3钻遇率达到95%，有效储层钻遇率达到83%，达到开发初期钻井水平。结论认为，构建的岩溶气藏定量化古地貌恢复体系，解决了靖边气田中后期主力储层钻遇率低等问题，可有效支撑靖边气田下古气藏稳产技术调整，并对同类型气藏开发具有重要参考和借鉴意义。
鄂尔多斯盆地发育的深部海相碳酸盐岩层系是该盆地非常规天然气的重要战略接替领域。马家沟组五段发育巨厚膏盐岩层，形成优质区域盖层，有效隔离了下伏马四段碳酸盐岩储层。米探1井在马四段取得高产工业气流，标志着鄂尔多斯盆地东部盐下天然气勘探的重大突破。然而，膏盐岩对盐下烃源岩生烃过程的热效应机制仍不明确。基于米探1井地质特征，结合地震、钻井与测井资料，采用数值模拟方法，系统研究了膏盐岩构造对地温场与烃源岩热演化的影响。结果表明：高热导率膏盐岩改变了区域热流分布，导致盐上层系温度升高、盐下层系温度降低，表现出典型的热“烟囱”效应。背斜状膏盐构造对盐下地区的降温作用强于丘状盐岩，对下伏烃源岩成熟度具有抑制作用；模拟证实，受膏盐岩长期降温影响，马一段烃源岩达到生烃门限的时间较无膏盐岩模型延迟了约8.5 Ma，R O值降低约0.1%。研究揭示了鄂尔多斯盆地盐下碳酸盐岩气藏的特殊热演化机制，为盐下天然气勘探提供了热动力学约束与参考。
鄂尔多斯盆地北缘山1段—盒8段沉积期是陆表海向内陆坳陷湖盆转化的关键期，明确该时期源—汇约束下的沉积砂体展布与微相时空演化，对鄂尔多斯盆地北部天然气勘探开发至关重要。依托岩心观察、钻测井曲线及粒度分析等资料，以苏5区块为研究对象，通过探讨山1段—盒8段高精度沉积微相演化过程，揭示基于河流转换的微相演化模式及其对盆地北部源—汇过程的响应。山1段—盒8段发育曲流河与辫状河两大沉积体系，含滩坝核心、滩坝边缘、河道等7种微相组合。沉积演化具清晰阶段性，即山1段为低能曲流河沉积，砂体孤立且垂向叠置；盒8下亚段转为高能辫状河沉积，砂体侧向连通性强、连片分布；盒8上亚段处于辫状河向曲流河过渡阶段，逐步填平补齐，南部曲流化特征显著，漫滩亚相持续扩展。山1段—盒8段沉积期物源区从远源转为近源，推动沉积体系从初期西部供砂的低能曲流河，逆向演化为东北部供砂的高能辫状河，平稳后形成曲流河与辫状河共存格局。研究为鄂尔多斯盆地北部晚古生代古地理重建提供新视角与科学依据，对区域油气勘探具重要指导意义。
川中简阳地区须五段致密砂岩气具有良好的勘探潜力，为深化该区须五段源内自生自储式致密气藏成藏地质条件认识，对其沉积环境、砂泥岩叠置关系以及沉积微相演化开展系统研究。以川中简阳地区及YQ1井作为研究对象，基于钻测井资料、全井段主微量和稀土元素测试分析及三维地震资料，系统揭示川中简阳地区古环境特征，阐明沉积环境约束下的微相演化及主控因素。研究结果表明：①川中简阳地区须五段主要发育水下分流河道、远砂坝、河口坝、滨湖滩坝和浅湖泥等沉积微相。②须五下亚段沉积早期，西北部龙门山冲断带进入逆冲推覆休眠期，气候较温暖潮湿，Rb/Zr平均值（1.42）指示水体较深，江南—雪峰古陆供源，简阳地区发育片状滨湖滩坝微相；须五下亚段沉积晚期，气候更加温暖潮湿，湖平面继续上升，水体能量进一步减弱，源自江南—雪峰古陆的沉积物发育大面积点状湖浪改造的滨湖滩坝。③须五上亚段沉积时期，江南—雪峰构造带隆升持续增强，湖平面缓慢下降，陆源输入和沉积速率明显增加，以南东—北西向的水下分流河道为主；该时期厚度较大的三角洲砂体与湖相泥页岩垂向叠置发育，具有近源、源内成藏优势。古环境约束下的沉积微相演化研究展示出川中简阳地区须五段致密气藏良好的源储配置条件与资源前景，并为其源内气藏的进一步勘探评价提供了理论依据。
与国内煤层气勘探已突破地区相比，渤海湾盆地济阳坳陷及周边上古生界具有煤层多而薄，经历多期构造改造的特点，针对研究区特点，将研究对象由单一煤层转向含煤岩相组合。目前该套地层尚未开展系统研究，勘探和认识程度低，多薄煤层的强改造型盆地煤系气有利突破方向和资源潜力认识不清。通过对研究区太原组—山西组煤层沉积环境、烃源岩生烃性、煤系储层储集性、含气性、保存条件等开展系统研究，指出上古生界煤系气成藏有利条件并评价煤系气资源潜力。研究认为：①太原组煤层主要形成于潟湖泥炭坪和潮坪泥炭坪，两种沉积背景下分别形成泥岩夹煤和砂泥岩薄互层夹煤的岩相组合；山西组煤层主要形成于浅水三角洲平原，以砂泥岩互层夹煤组合为主。②上古生界煤为较好—好烃源岩，暗色泥岩为中等—较好烃源岩，上古生界具有煤系气富集的资源基础。③南部斜坡带构造稳定区泥岩夹煤组合保存条件最优，断层相对较少，且晚期停止活动，含煤岩相组合自封闭条件好。通过成因法对济阳坳陷及周边煤系气资源量进行了初步评价，估算结果为7.6×1012 m3，煤系气有利区主要位于济阳坳陷南部斜坡带。
勘探实践揭示，中国中西部三大克拉通盆地早古生代台地边缘具备巨大勘探潜力，其中四川盆地与塔里木盆地的台缘带已成为油气规模勘探的主战场。相比之下，鄂尔多斯盆地南缘台缘带的油气发现不尽人意。因其发育位置及展布特征长期存在争议，且寒武系—奥陶系后期改造强烈、成藏条件复杂、研究和勘探程度低，已成为制约盆地资源评价与油气勘探突破的瓶颈。研究聚焦鄂尔多斯盆地南缘麟游—淳化地区，基于最新二维地震资料、周缘钻井及区域地质资料，创新性提出该区域寒武纪—早奥陶世具备发育大型台缘带的地质条件，并重建了寒武纪—奥陶纪构造—沉积演化模式：构造上确立了加里东期逆冲主导的演化序列，修补了前人关于燕山期走滑断裂主导的认知；沉积上揭示了陡坡窄台缘背景下丘滩体多期叠置迁移的特征。通过古地貌恢复与地震敏感属性融合技术，精细识别出寒武系—奥陶系多期规模丘滩体。综合生储盖条件分析，构建“台缘丘滩规模发育、陆棚优质源岩供烃、多期丘滩立体成藏”的成藏新模式，明确中部逆冲整装背斜构造带为有利勘探靶区。研究成果不仅为鄂南缘油气勘探提供了新的理论和决策依据，也深化了被动大陆边缘向活动大陆边缘转化过程中台缘带演化—改造与油气成藏特征的认识，对其他类似构造背景盆地的勘探具有重要借鉴意义。
储层流体精细识别是油气勘探开发的关键环节，然而行业数据普遍面临地下复杂性强、小样本、高标注成本的现实瓶颈，且随钻与完井阶段的数据维度差异与特征分布不匹配，进一步削弱了传统机器学习方法的识别精度与泛化能力。针对上述问题，提出一种创新的基于地质知识蒸馏的小样本深度学习方法，构建“教师—学生”模型框架，通过知识蒸馏技术，将完钻电缆测井等“特权”数据中蕴含的地质知识迁移至仅使用随钻数据的“学生”模型中。该方法有效克服了不同阶段数据的异质性问题，实现了小样本条件下随钻储层流体的精准识别和稳健泛化。在东海盆地西湖凹陷和渤海湾盆地黄河口凹陷的实际数据集上的验证结果表明，所提方法在精确率、召回率及F1值等关键评价指标上均显著优于传统机器学习算法，展现出优异的随钻应用效果。研究不仅攻克了小样本流体识别的关键难题，还构建了一个具备良好可扩展性的技术框架，为石油地质领域的少样本学习研究提供了新的技术路径。
对于低孔渗、岩性或油气组分复杂储层，常规测井资料油气响应特征通常较为微弱、模糊，难以用来准确判识储层油气类型。因此，当有多组分烃系统P—T相图资料时，用其判识流体相态成为根本依据。然而目前主要是利用P—T相图人工定性判识油气层类型，难以对气油比进行快速量化计算，而且精度差、时效低。为此，提出了一种自动确定地层温、压点在P—T相图中与相包络线及等液量线位置关系的关键算法，进而根据不同位置关系计算储层条件下液态油含量与游离气油比、估算地面生产气油比。应用实例表明，根据地层埋深和温、压梯度，通过自动量化计算，可得到随储层纵向埋深变化的液相油含量和气油比剖面；地面生产气油比估值与试油结果为同数量级，与稳产生产气油比统计值及井流物气油比分析值相比，相对误差小于27%，克服了人工利用P—T相图计算储层气油比效率低、适用性差的难题。根据储层条件游离气油比随埋深的变化趋势和地面生产气油比估值，结合不同类型油气藏气油比统计分布范围和测井响应特征，可正确判定储层条件下流体赋存状态和油气藏类型，消除单独利用常规测井资料区分流体类型的不确定性，为利用P—T相图提高储层油气类型判识符合率提供了量化评价方法。
天然氢作为一种清洁、低碳的天然能源，其勘探开发对于推动能源结构转型具有重要战略意义。然而，目前针对富氢储层的测井响应机理尚不明确，缺乏有效的识别与评价方法，制约了地下天然氢资源的勘探进程。旨在通过数值模拟手段，揭示富氢储层在密度与中子测井上的响应规律，建立区分氢气与常规天然气（甲烷）的识别标准。基于蒙特卡罗模拟方法，首先以饱和水石灰岩为基准，分别建立了密度测井计数率与地层密度、中子测井长短源距计数率比值与孔隙度的定量标定关系；进而模拟了不同孔隙度及不同含氢饱和度条件下，富氢储层的密度与中子测井响应曲线特征；最后，通过对比氢气与甲烷在密度—中子交会图版及中子密度孔隙度比值—含气饱和度交会图版上的差异，开展了敏感性分析。模拟结果表明：①氢气的存在会导致视地层密度降低，且孔隙度越高，降低幅度越大；②富氢储层在中子测井上表现出强烈的“挖掘效应”，即含氢指数随含氢饱和度增加而显著减小；③在密度—中子交会图版以及中子密度孔隙度比值—饱和度交会图版上，富氢储层与含甲烷储层均表现为“低密度、低中子”特征，但富氢储层氢气饱和度增加时，中子、密度孔隙度比值下降更为剧烈，在同样含气饱和度条件下显著低于甲烷储层。密度与中子测井的联合应用是常规测井识别富氢储层的有效手段。富氢储层具有独特的“双低”（低密度、低中子）响应模式，且其“挖掘效应”强度高于甲烷气层。
甘公网安备 62010202000678号
